Revaluación del modelo geológico del Campo Tello (Valle Superior del Magdalena) y sus implicaciones en el programa de desarrollo
Palabras clave:
Geología del Petróleo, Campo Tello, Valle Superior del Magdalena, Subcuenca de Neiva, Terciario, Cretáceo (es)Geología del Petróleo, Campo Tello, Valle Superior del Magdalena, Subcuenca de Neiva, Terciario, Cretáceo (en)
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EI Campo Tello, localizado en el Valle Superior del Magdalena, ha producido aproximadamente 60 millones de barriles de aceite durante 26 años. En estudios anteriores, la sección productora del campo era interpretada como areniscas fluviales del Mioceno Temprano que suprayacen la discordancia del Oligoceno. Se asumía la zona productora como horizontal y la ausencia de arenas era interpretada como cambios laterales de facies a lodolitas. Con el objetivo de diseñar un plan de desarrollo para el campo se decidió reevaluar los modelos geológico y de yacimientos con todos los datos disponibles. Esta revisión condujo a modificaciones muy importantes en los modelos y en la estrategia de desarrollo del campo. En el área de Geología, estudios sedimentológicos indican que la sección productora fue depositada en una plataforma marina somera <30 m) bien oxigenada y dominada por corrientes mareales fuertes. Los principales tipos de ciclos estratigráficos corresponden a progradación de frente de playa y aqradación de dunas y canales de marea. Correlaciones estratigráficas de alta resolución dividen el yacimiento en 9 unidades y permiten la identificación de repeticiones estructurales del yacimiento, las cuales son corroboradas con datos de registros de buzamiento. En el nuevo modelo la sección productora esta compuesta por una serie de pliegues cerrados y compartimentalizados por fallas inversas. La mayoría de estos cabalgamientos de bajo angulo despegan de la parte media de la Formación Villeta. Los últimos 11 pozos perforados en el Campo Tello durante 1998, 1999 y 2000 confirman el nuevo modelo. La integración de múltiples herramientas geológicas y de yacimientos resultaron en la definición de un modelo geológico y estructural más representativo del campo, que determine el diseño de una nueva estrategia de desarrollo para el mismo. Esta estrategia incluye la perforación de pozos adicionales en áreas parcialmente drenadas y la implementación de un proyecto de mantenimiento de presión con inyección de agua. Con estos proyectos se estima incrementar las reservas recuperables de aceite en aproximadamente 26 millones de barriles. A Diciembre de 2000 se obtuvieron tasas promedio de más de 14.000 BAPD (barriles de aceite por día). 9000 barriles más de lo que producía el campo al inicio de este estudio.